2024氢能技术十解

氢能技术10解2024年目录第一解：解锁氢能新纪元 1一、氢的历史：从拉瓦锡到拉库尔 1二、潮起潮落：从石油危机到气候变化 2（一）美国是第一个将氢能作为国家战略的国家 2（二）欧盟作为最早探索氢能应用的地区之一在发展氢能上具备一定的优势 （三）德国、法国、西班牙、意大利、芬兰等多国相继通过了国家氢能战略 （四）现阶段，日本已具备了扎实的氢能产业基础，形成了适应产业发展政策制定和修订机制 （五）以沙特和阿联酋为代表的中东地区正在积极布局氢能产业 3三、先立后破：“双碳”目标下的新型电力系统 4四、能源转型：氢能引领的新型能源系统解题之法 5五、氢与甲醇：“氢基”能源的多元化转变 6六、氢能体系：氢能发展的中国贡献 7第二解：氢能的绿色寻踪 8一、引言 8二、“绿”氢认证标准 8（一）欧盟“可再生氢”（RenewableHydrogen）定义 9（二）日本“低碳氢”（低炭素水素）定义 9（三）美国“清洁氢”（CleanHydrogen）定义 9（四）国际可再生能源署IRENA“绿氢”（GreenHydrogen）定义 9（五）中国“绿氢”定义 9三、“绿”氨认证标准 10（一）欧盟“可再生氨”（RFNBO）定义 10（二）日本“低碳氨”（低炭素アンモニア）定义 11（三）国际绿氢组织“绿氨”（Greenammonia）定义 11（四）IRENA“可再生氨”（RenewableAmmonia）定义 11（五）中国“绿氨”定义 11四、“绿”甲醇认证标准 12（一）国际可再生能源署IRENA“可再生甲醇”RenewableMethanol定义 （二）欧盟“可再生甲醇”RenewableMethanol定义 13（三）美国“绿色甲醇”GreenMethanol定义 13（四）中国“绿色甲醇”定义 13五、中国方案助力全球绿色氢基能源标准融合统一 14（一）明确绿氢（氨、醇）标准并纳入认证体系 14（二）推进氢市场和碳市场深度融合 14（三）推进绿氢与绿证的耦合发展 14第三解：氢基能源制取之谜 15一、绿氢替代趋势逐渐显现 15二、绿氢制取—可再生能源电解水制氢为最成熟的路径 15（一）电解水制氢 15（二）光解水制氢 20（三）生物质制氢 22三、绿氨制取—技术成熟持续探索新路线 23（一）氢氮气压缩 23（二）氨压缩冷冻 24四、绿醇制取—技术多元待产业化验证 25（一）生物质制绿甲醇 26（二）绿电制甲醇 26五、绿色氢基能源发展空间无限 28第四解：氢基能源流动之旅 29一、氢基能源储存技术 29（一）氢储存技术 29（二）液氨存储技术 31（三）甲醇存储技术 31二、氢基能源车船运输 32（一）气态长管拖车运氢 32（二）液氢车船运输 33（三）氨与甲醇车船运输 33三、氢基能源管道运输 34（一）天然气管道掺氢运输 35（二）纯氢管道运输 35（三）液氨管道运输 35（四）甲醇管道运输 36四、氢基能源规模化运输经济性 37五、“西氢东输”氢能骨干管网展望 38第五解：氢基能源应用拼图 40一、工业领域应用 40（一）合成氨 40（二）制备甲醇 40（三）石油化工 41（四）冶金行业 41二、交通领域应用 42（一）公路交通 42（二）铁路交通 43（三）航空 43（四）航运 44三、电力领域应用 44（一）气电掺氢燃烧 45（二）煤电掺氨燃烧 46（三）氢基能源燃料电池 47四、建筑领域应用 47（一）天然气管道掺氢 48（二）建筑热电联供系统 48第六解：氢与电的交响曲 50一、新型电力系统特征 50二、解决可再生能源电力消纳 51（一）方案设想 51（二）结果分析 51三、解决火电低碳转型问题 53（一）煤电掺氨 53（二）气电掺氢 55四、解决跨季节长时储能问题 56（一）技术挑战与局限性 58（二）长时储能经济性测算 58五、提供双碳目标下电力系统的可选解决方案 61（一）甘肃省实现全省火电转型简析 61（二）浙江省实现全省火电转型简析 62（三）新型电力系统经济性解决路径之一 62第七解：新型能源体系的氢密码 64一、能源消费总量与结构发展趋势 64二、新型能源体系展望 65三、加快构建“源网荷储”智能协同的新型电力系统 68四、逐步形成“产供运用”一体化的新型油气系统 69五、积极布局“电-氢-资源”耦合互为支撑的新型能源体系 70第八解：氢基能源规模之密 73一、全国用氢需求现状与预测 73二、工业领域氢基能源需求 73（一）合成工业用氨 73（二）合成工业用甲醇 74（三）石油化工 74（四）冶金还原剂 75三、交通领域氢基能源需求 75（一）公路运输 76（二）铁路及轨道交通 76（三）航空领域 77（四）航运 77四、电力领域绿氢需求 78（一）气电掺氢 78（二）煤电掺氨 78（三）燃料电池发电 79五、建筑领域绿氢需求 79六、绿氢需求预测 79第九解：氢能关键技术之问 82一、氢的制备 82（一）技术分析 82（二）国产化分析 84（三）绿氢合成氨分析 85（四）氢能储输 88二、氢能应用 92（一）交通领域 92（二）工业领域 93（三）电力领域 94（四）建筑领域 96第十解：全球绿色氢能中心愿景 97一、引言 97二、中国构建绿色氢能中心的优势 97（一）市场潜力巨大 97（二）要素保障能力强 98（三）政策支持力度不断加强 99（四）技术创新能力持续提升 100三、中国构建绿色氢能中心的机遇 101（一）氢能是世界能源低碳转型的需要 101（二）氢能贸易加速国际能源秩序重构 102（三）提高氢能源定价能力推动人民币结算 103四、绿色氢能中心的挑战 103（一）氢能有关标准和绿色认证体系国际话语权弱 103（二）国际合作难度趋大 104（三）国际竞争格局尚不清晰 104五、全球绿色氢能中心的愿景 105（一）全球氢基能源贸易中心 105（二）全球氢能源科技创新中心 106（三）全球氢基能源应用示范中心 106（四）全球氢基能源装备制造中心 107（五）全球氢基能源绿色认证中心 108结语 109PAGEPAGE100第一解：解锁氢能新纪元一、氢的历史：从拉瓦锡到拉·库尔16这是人类有记录的首次人工获得氢单质；1766年，亨利卡文迪什通过相似的实验收集到了氢气并将其点燃获得了水。1783年，法国化学家拉瓦锡首先命名了氢气“成水元素19丹麦发明家拉库尔为了解决如何储存风车产生电能的问题，将一个水磨坊风车12二、潮起潮落：从石油危机到气候变化70207080年代油价回落和大规模的抵制核能运动的爆发，对氢能的研究热情就冷却了下来，到了21世纪初直至今天，随着气候变化的问题再次被提及，社会对氢能的研究再次升温。（一）美国是第一个将氢能作为国家战略的国家1970年，通用汽车公司技术中心首先提出“氢经济”概念。1990年美国政府5200211“氢经济”概念逐步转化为现实。20229月美国能源部发布《国家清洁氢能战略和路线图（草案）205010%2030204020501000万吨/2000万吨/5000万吨/年。（二其氢能发展政策较为完善、科研体系成熟、投资力度大。2018《2050“地平线欧洲”35%2019203020202022REPowerEU20302000万吨绿氢的供应，成立“氢能银行”，投资30亿欧元助力发展氢能市场。（三化工、发电供热等领域均有部署。2020690术的“蓝氢”“绿氢”料的生产、低碳氢的生产以及氢替代煤炭降低工业中产生的碳排放等内容。（四策制定和修订机制1020144“能源基本计划”，确定建设“氢社会”目标。201712设定了明确目标。2019392020102021618日将其修订为《2050动创新研发，实现产业结构和经济社会转型。（五）以沙特和阿联酋为代表的中东地区正在积极布局氢能产业氢和绿氢并行发展将成为沙特和阿联酋等国氢能发展的重要路径。2016《20302017年开始打造完全由可再生能源供电的“新未来”智能城市-NEOMNEOM中布局20302030201624%CCUS发展规划。当前全球范围正兴起“氢能经济”和“氢能社会”2022124220多个主要经济体已将发展氢能提升到国家战三、先立后破：“双碳”目标下的新型电力系统通等难以通过可再生能源实现降碳的领域发挥重要作用。电力领域碳减排是实现“双碳”目标的主战场，其主要手段在于不断提高太·作为破题之道，氢可在源网荷储四方面与电力系统深度融合，支撑新能源大规模开发利用。在电源方面，氢可通过燃气轮机甲烷掺氢燃烧、氢燃料电池、煤电锅炉掺氨燃烧等手段降低发电端的碳排放，实现发电端的灵活性调节。在网四、能源转型：氢能引领的新型能源系统解题之法电力系统和以“新型油气”洁燃料接入油气管网等方向寻求突破。大规模电气化是实现降碳的有力抓手。然而，仍有部分行业难以通过直接“电-氢”耦合体系可以在稳定电力系统同氢能可以促进更高比例的可再生能源发展，有效减少我国对油气的进口依存度；“电-氢”耦合可以促进可再生能源消纳，有助于可再生能源电力成本的降五、氢与甲醇：“氢基”能源的多元化转变氢气的质量能量密度（120MJ/kg）高，但常温常压下的体积能量密度（标况10.7MJ/m3）低，爆炸极限浓度（4%）低。目前氢主要以压缩气体或液体的形式储存并输送，经济性并不理想，人们一直在寻找氢的高效载体，实现氢能安全、高效且廉价的存储和输送。氧化物的排放，可以作为汽油的低成本替代品。源体系中的重要角色。六、氢能体系：氢能发展的中国贡献“氢基”征。从供应端来看，未来将形成以可再生能源制氢为主体，化石能源制氢+流发电、交通消费、工业消费和跨地区输运并重的多元应用局面。-储-输-用四当前全球正经历百年未有之大变局，我国审时度势提出了“合作”的能源发展新战略。立足国情，加速氢能的规模化发展，不但可以为我国“氢能牌”发吧。第二解：氢能的绿色寻踪一、引言HydrogenScalingUp205018%95%TUV2020年发布了《低碳氢、清洁氢与可再生能源氢的标准与评价未来亟需加强标准建设以完善我国与国际标准的协调统一。中国氢能标准体系框架图脱碳。二、“绿”氢认证标准（一）欧盟“可再生氢”（RenewableHydrogen）定义202321390%的地区采用协议后采用电网供电来生产氢气。28.2克二氧化碳当量/兆焦（3.4千克二氧化碳当量/千克氢气）温室气体排放。（二）日本“低碳氢”（低炭素水素）定义202366“低碳氢3.4千克二氧化碳/克氢气，并明确了境外生产氢的碳排放要涵盖长途运输等全生命周期。（三）美国“清洁氢”（CleanHydrogen）定义制定的涉及“清洁氢”标准应当满足以下要求。存技术（CCUS）的化石燃料，氢载体燃料（包括乙醇和甲醇），可再生能源，“清洁氢”1碳当量不高于2千克，全生命周期二氧化碳当量不高于4千克每千克氢。（四）国际可再生能源署IRENA“绿氢”（GreenHydrogen）定义IRENA“绿氢”2020“绿氢”，即用可再生能源生产的氢能。该指南提及最成熟的绿氢制备技术是基于可对于生产每单位绿氢的二氧化碳当量没有明确规定。（五）中国“绿氢”定义（中使用的电力必须来自于可再生能源，如太阳能、风能、水能等。20201229日，中国氢能联盟提出《低碳氢、清洁氢与可再生能源氢14.51千克二氧化碳当量/千克氢，清洁氢和可再生氢的阈值为4.9千克二氧化碳当量/千克氢，同时可再生氢要求其制氢能源为可再生能源。三、“绿”氨认证标准（一）欧盟“可再生氨”（RFNBO）定义RFNBO”RFNBO生产每单位绿氨的二氧化碳当量没有明确规定。（二）日本“低碳氨”（低炭素アンモニア）定义202366低碳氨低炭素アンモニア的定义为生产链（含制氢过程）0.84千克二氧化碳当量/千克氨。（三）国际绿氢组织“绿氨”（Greenammonia）定义2023114（GH2）（Green0.3千克二氧化碳当量/千克氨。（四）IRENA“可再生氨”（RenewableAmmonia）定义2022展望：可再生氨》，报告中定义“可再生氨”（RenewableAmmonia）（（五）中国“绿氨”定义对生产过程中的碳排没有明确的要求。（四、“绿”甲醇认证标准（一）国际可再生能源署IRENA“可再生甲醇”RenewableMethanol定义2021IRENA出“可再生甲醇”（RenewableMethanol）能称为“可再生甲醇”。（Bio-methanol）：碳分离，加氢重整，也可合成生物甲醇。carbondioxide），即来自于生物质能产生或0。（二）欧盟“可再生甲醇”RenewableMethanol定义业中捕集获得的二氧化碳制备的甲醇可以暂认为“可再生甲醇”（Renewable28.2克二氧化碳当量/（3.4氧化碳当量/千克氢气）。（三）美国“绿色甲醇”GreenMethanol定义9OCI（GreenMethanol）RNG中其绿色甲醇主要原材料均为可再生原料。（四）中国“绿色甲醇”定义五、中国方案助力全球绿色氢基能源标准融合统一（Renewable“低碳氢低炭素水素“清洁氢Hydrogen）“绿氢”（GreenHydrogen）混乱。其次，对于其生产方式是否一定涉及电解水尚有争议，如美国支持“氢”量二氧化碳当量阈值并不统一。需一套统一的绿色氢基能源标准认定体系。（一）明确绿氢（氨、醇）标准并纳入认证体系（（生产（二）推进氢市场和碳市场深度融合据监测体系，推进我国氢基能源国际化合作。（三）推进绿氢与绿证的耦合发展率，为绿色氢基能源的高质量发展保驾护航。第三解：氢基能源制取之谜一、绿氢替代趋势逐渐显现蓝氢”是在灰氢的基CO2副产品捕获、利用和封存（CCUS），绿氢”（9400吨/年，氢能产量主要来源于化石能源制氢，占比高达81%62%3.50.04%10330062%19%“富煤贫油少气”氢气将逐步转化为利用可再生能源电解制氢的方式进行供给。二、绿氢制取—可再生能源电解水制氢为最成熟的路径熟的方式。（一）电解水制氢CO2“绿氢”60~80%。示。电解水制氢技术基本原理图（AlkalineWater制氢30%KOHNaOH溶液。1520腐蚀性且石棉隔膜不环保，具有一定的危害性，2隔膜、密封垫圈、阴极电极6个部分。碱性电解槽结构图（45%）（55%）；55%20252030年的主要技术参数和投资水平如下：碱性电解槽技术参数及展望质子交换膜（ProtonExchangeMembrane，PEM）电解水（30%的氢26%氢氧化钠溶液和碱性电解水制氢技术相比，PEM电解水制氢技术具有电流密度大、氢气纯度高、响应速度快等优点，PEM电解水制氢技术工作效率更高，易于与可再PEM电解槽需要在强酸性和高氧化性的工作环境下运行，因此设备需要使用含贵金属（铂、铱）目前中国的PEM电解槽发展和国外水平仍然存在一定差距，国内生产的PEM电解槽单槽最大制氢规模大约在260标方/小时，而国外生产的PEM电解槽单槽最大制氢规模可以达到500标方/小时。PEMPEMPEM电解槽PEM电解槽包含数十至上百个电解池。PEM电解槽结构图45%55%53%PtIrPEM150-200依据行业内多家主流厂商的数据分析，PEM20252030技术参数和投资水平如下：PEM电解槽技术参数及展望（SolidOxideElectrolysisCell，SOEC）--以及二氧化碳联合电解3种方式。SOEC使用固态陶瓷作为电解质，需要在500~1000℃100%SOEC（氢气和一氧化碳的混合物（SOEC输出不稳定的可再生能源电力匹配方面，高温反应条件的升温速率也亟待突破。这些缺陷都制约着该技术的应用场景选择与大规模推广。其他的电解水技术例如阴离子交换膜（AnionExchangeMembrane，AEM）PEM17倍，这使得其迁移速度比质子慢得多。AEMAEM中AEM膜的机械稳定性AEM电解水技术处于千瓦级/AEM水电解槽的开发，为了扩大这项技术的商业应用，仍然需要一些创新/改进。根据IEA2022ALKPEM（二）光解水制氢1972年，日本学者FujishimaAHondaKTiO2被认为是未来制取零碳氢气的最佳途径。3光生电荷迁移和表面氧化还原反应。光解水制氢原理图光解水能否工业化取决于太阳能到氢（solar-to-hydrogen,STH）能量转换效STH（光阳极半导体材料（BiVO4Ta3N5等）STH2.0%；三是光伏-STHGaInP/GaAs/GeNi电催化剂耦合,STH效(GaAs太阳电池)（300-400元/kg）。美国能源部（DOE）2011化与光伏-光电耦合体系制氢的指标。中国氢能联盟研究院梳理相关文献来看，光催化与光伏-光电制氢成本、STH2015年的水平。200GB/T26915-2011出并验证了基于粉末纳米颗粒光催化剂体系的太阳能规模化分解水制氢的“场”（HydrogenFarmProject,HFP）策略，STH1.8%，是目前国际上报STH效率的最高值。究，促进这一领域发展。（三）生物质制氢对较为成熟。象，所以需要采取高温快速反应的方法来解决。2响，所以需要控制好反应条件，以确保产氢效率。202210鞍山一次“点火”1190%以上。三、绿氨制取—技术成熟持续探索新路线超过八成的氨被用于制作化肥。艺流程基本相同。目前国内所应用的工艺多数是从国外引进，例如Kellogg、TopsoeCasaleBraunICIAMVICILCAKBRKAAPHaber-Bosch氨压缩冷冻。（一）氢氮气压缩（氢气:氮气（2.2兆帕为例14.5氨合成及冷凝分离152.5兆帕的中压蒸汽。1.5毫米-3毫米的/出料236摩尔百分比。（二）氨压缩冷冻1.6绿氢制绿氨工艺流程图13500元/步下降。国内大型合成氨工业中如大型空分等可采用国内成熟的技术，低压合成氨技术亦步入国际先进水平，建成诸多大型合成氨基地，涌现了云天化、湖北宜化、华鲁恒升等一大批具有较高技术水平、较大生产规模的企业。NatureCatal.Ru300120微摩尔/来看，国内的可再生能源合成氨技术与国外相比，基本上可以达到并驾齐驱。四、绿醇制取—技术多元待产业化验证生产途径：一种是生物质甲醇，利用生物基原料生产；另一是绿电制甲醇。绿甲醇制取途径图（一）生物质制绿甲醇生物质资源绿色发展的途径，同时也是替代传统化石能源的有效手段。生物质制甲醇主要有两种途径：一是采用生物质气化-合成气的途径，二是潜力。80年历史，工艺路线已经成熟稳定。4200~300℃300℃以上时开始进300~400℃70%O2CH1000℃1000~1500℃2600~1000℃焦油防止催化剂失活，以获得具有合适甲醇合成特性的合成气。当量比、蒸汽变换温度、氢循环比等。生物甲醇。受限于生物质气化技术，目前暂未实现大规模化工业应用。（二）绿电制甲醇CO2CO2电催化还原制甲醇工业化尚存一些关CO2CCUS条的发展具有的重要支撑作用。Zn-Al体系催化剂。CO23:1混合成合成气，经压缩机加压到一定压力进中国科学院上海高等研究院和海洋石油富岛公司完成了5000吨/105000吨/年的甲醇生产试验中试装置；（CR是将C24000吨/5~10万吨/年的技术推广能力。20052003120100公里。剂等方面。CO2加氢制甲醇工艺技术结合了可再生能源电解水制氢技术和二氧化碳资将迎来更加广阔的发展前景。五、绿色氢基能源发展空间无限而不辍，行业的未来定会无比光明。第四解：氢基能源流动之旅一、氢基能源储存技术（一）氢储存技术路线。70MPa级。高端碳纤维性更低。70.78（二）液氨存储技术31.8MPa，多采用球罐或水平圆柱形卧罐进行存储，单罐存储容量一般不超过23005（4℃以下（三）甲醇存储技术形、椭圆形、浮顶罐等。大型的甲醇储罐多选用内浮顶储罐，单罐容积可达10000~200001.4二、氢基能源车船运输（一）气态长管拖车运氢1~2%，因此长管拖车运氢适用于运输距离短且输氢量较低的场景。20MPa20MPa长管拖车单车运氢35012010元/300管拖车运氢经济性不佳。2030年，国内长管拖车的700130万元，8元/205050MPa1200140万元，百公里运氢成本约6元/千克。（二）液氢车船运输20MPa气91400013.5元/较为明显。2030222.5205080艘，每年能够进口900万吨氢燃料。（三）氨与甲醇车船运输30吨（换算载5.29吨（0.4吨此运氨成本也较运氢成本呈数量级降低。30（5.64吨运输成三、氢基能源管道运输输送最经济、最节能的方案。（一）天然气管道掺氢运输天然气管道掺氢运输是指将氢气以一定体积比例掺入天然气中形成掺氢天指数判定，加以爆炸极限计算、扩散性安全分析，结果表明掺混氢气24%（二）纯氢管道运输国内已建输氢管道目前普遍采用低钢级（20号钢、L245N）管道，中低压力X60100%等级（10MPa~12MPa）。我国已建氢气输送管道有金陵--长岭氢气提纯及输送管线、济源-100公里，管道运4MPa200~500mm6.3MPaD610mm50万吨/6.3MPaD813mm100万吨/10MPaD1016mm200万吨/年以上。加，据估算，海上纯氢管道输送成本将比陆上纯氢管道高出一倍左右。（三）液氨管道运输输送工艺。于19605000Nustar3100150~250mm736225万吨/19782400350mm250万吨/公里以下，主要用于港口、储罐及附近用户间的液氨输送。4200100/年。199082.5710.5万吨/20无缝钢管埋地敷设。系统经验，我国长距离液氨输送管道有望实现压力6.3MPa，管径150万吨/6.3兆D457mm~D559mm300万吨/年。（四）甲醇管道运输道运输方式或可成为未来长距离输送甲醇的有效解决方案。长1146公里，甲醇输送能力为4000吨/日；另一个管道是由原液化石油气输送管道改造而来，管道全长3000公里，甲醇输送能力为4000吨/日。51010052D355.6mm，填补了国内长距离管道输送甲醇的空白。D356mm~D406mm150万吨/6.3D457mm~D559mm，运输量级达到300万吨/年。四、氢基能源规模化运输经济性8%资本金内部收益率要求，我院依据各类管道发氨、甲醇管道输送距离与管输成本之间的关系。现状阶段氢基能源短距离管输价格与输送距离的关系图五、“西氢东输”氢能骨干管网展望（西藏等地氢管道将氢输往中部以及东部区域进行消纳。1.2亿2612经济输运，构建以“西氢东输”10万亿9.37900万吨/年的输氢能力（相当于2.735%3.910亿吨）。“西氢东输”/蒙西→/青海→陕西/甘肃/宁夏/湖北/川渝山东/河南/江浙沪皖/闽赣湘；西藏→云南/贵州→广东/广西。25元/构建。第五解：氢基能源应用拼图一、工业领域应用预计氢基能源在工业领域应用规模将快速增长。（一）合成氨合成氨是目前规模最大的氢气消费途径，目前全球超过37%的氢气用于生在食品工业中，氨可以作为碱性剂、酵母养料、食用色素稀释剂等。10.18为氢气的主要来源。（二）制备甲醇55％左右。其中通过绿电制氢与二氧化碳反应合成甲醇技术路线可以实现二氧化碳大规模利用，是未来合成绿色甲醇的重要技术路线。（三）石油化工未来通过绿氢替代的潜力巨大。（四）冶金行业10%-20%，效50%更适合用于氢冶金。2023年我国钢铁产业碳排放占全球钢铁产业碳排放总量的60％以上，是全球钢铁行左右，碳排放量位居制造业31个门类首位。70%中的还原作用，从而使冶金行业摆脱对煤炭的依赖，在源头实现降碳。二、交通领域应用运输行业实现低碳转型的有效途径。（一）公路交通通运输领域的应用，主要包括氢基能源燃料电池及氢基能源内燃机两种方式。67.1923820.35%展的契机。20%发布的《“十四五”工业绿色发展规划》明确提出“促进甲醇汽车等替代燃料汽车推广”。目前我国甲醇汽车已具备完整的政策许可、行政管理许可、技术标准许业即将迎来快速发展的历史机遇。（二）铁路交通氢基能源在铁路交通领域的应用主要是氢基能源燃料电池替代传统内燃机202210001402021年，中国试运行国内首台氢燃料电池混合动力火车，满载氢气可连续运行24.55000个重载铁路加氢科研示范站，为氢动力火车供应氢能燃料。（三）航空大的挑战。氢动力飞机可能成为中短距离航空飞行的减碳方案，但在长距离航空领域，仍须依赖航空燃油，因此发展绿色航油将是实现减碳目标最重要的措施。绿色航C8~15液体烃类燃料，根据美国环球油品公司65%~85%吨/2700~3100美元/4倍左右。预计绿氢将在未来航空业低碳转型中发挥重要作用。（四）航运《20232030年国际航200830%2050舶的辅助动力。202310“1”首航，标志着氢燃料电池技术在我国内河船舶应用实现零的突破。Braemar2030600市场空间巨大。2017积极研发直喷甲醇发动机、甲醇燃料加注单元等甲醇船舶的核心装置。三、电力领域应用氢基能源可以运用在电力系统“源-网-荷-储”的各环节。在源端，可通过气“过程性能源可以实现跨日、月、季节的长时储能，对构建新型电力系统意义重大。（一）气电掺氢燃烧气的消费量，是未来天然气发电实现碳减排的主要路径之一。12电投荆门绿动电厂成功实现燃气轮机15%掺氢燃烧运行，其燃气轮机设计最高30%1226009H10%2022202411号燃机首次点火；20223月，浙江石化燃气—蒸汽联SGT5-2000E界首套采用天然气、氢气、一氧化碳作为混合燃气的气电项目。GE在全球100800万小50%GEE/B100%9HA级燃机50%，GE20309HA100%烧氢能力。50%100%材料技术、控制技术、氮氧化物的控制技术四大类。（二）煤电掺氨燃烧零碳排放，因此，氨可作为替代煤炭的理想燃料。日本是最早重视煤电掺氨的国家，2014年日本发布的国家战略性创新创造30%70%20%80%的煤粉，之后逐步提升氨和氢的混2050100%日本新能源产业技术综合开发机构JERA澳大利亚伍德塞德能源公司家公司在大容量燃煤火电中进行了绿氨掺烧的全产业链示范应用。JERA负责碧南火力发电厂100万千瓦机组的运行，IHI负责研究氨在锅炉中的混烧技术，丸红株式会社负责运输氨燃料，WoodsideEnergyJERA万千瓦燃煤机组上开展氨-20244号20%氨混烧。2022124国家能源集团开发的“燃煤锅炉混氨燃烧技术”4035%尽率99.99%6020%究院联合开展了火电厂掺氨技术的研发，2022年4月至2023年6月在铜陵电厂32万千瓦亚临界发电机组上开展多次工程验证，在国内首次验证了大型火电机21吨/10%、1035%99.99%，氮氧化物排放水平与改造前相当。方式显著降低氮氧化物排放。0-30%30%（三）氢基能源燃料电池85%以上。氢基燃料电池可以单独也可以与电解水制氢系统联合为电力系统提供宝贵四、建筑领域应用（空间采暖（生活热水要有天然气管道掺氢和建筑热电联供系统。（一）天然气管道掺氢筑的能源需求。20%。国内首条掺氢高压输气管道工程包头—临2023312亿标方/4100纪录。10%20%205010%8%7亿吨二氧化碳。（二）建筑热电联供系统80~90%。基于氢基燃料电池搭建的热电联供系统采用在负荷中心建立分布式发电系建筑领域节能减排。第六解：氢与电的交响曲一、新型电力系统特征2021315统，为新时代能源电力发展指明了科学方向。202362要组成和实现“双碳”目标的关键载体。力系统的可选解决方案。二、解决可再生能源电力消纳-氢”耦合体系不仅有助于电力系统的稳定，也能实现绿色能源以氢的形式向氨、醇等领域拓展，实现可再生能源非电消纳。提高可再生能源消纳能力，是新时期可再生能源高质量跃升发展的重要路径。（一）方案设想我们以一个千万千瓦基地为例进行分析论述，其组成包括300700荷进行对比分析，主要计算成果如下。西北某典型地区电源配置表（二）结果分析上述计算表明采用制氢作为柔性负荷是一种可行的新能源基地消纳解决方10%~15%源的利用率有了明显的提高。12（利用小时数和新能源的利用效率。23400（48000.7%的解决方案选项。三、解决火电低碳转型问题现火电向低碳调节电厂的转变。（一）煤电掺氨美国、日本、英国等发达国家均高度重视氨能源的研究。日本政府在2021年2024年实现100万火电机组锅炉掺氨2030年实现全国利用氢（氨）1%。中国在氨能源化利用方面起步较晚，但是研发进展迅速，当前已完成了国能烟台龙源30010~35%（皖能铜陵电厂高，且可通过分级燃烧等方式显著降低氮氧化物排放。300兆瓦燃火电站锅炉掺氨燃烧系统示意图煤粉和纯氨燃烧器布置图NOx70%40%20%“电-（氨电”左右。4.5千瓦时）45%，则“电-氢（氨）-电25%4.0千瓦时“电-（氨电31%左右。（二）气电掺氢有节能环保效益，是天然气发电未来低碳转型的主要路径之一。中国在气电掺氢方向积极探索，2021年12月国家电投荆门绿动电厂在运燃机成功实现15%掺氢燃烧改造和运行，设计最高掺氢比例为30%；同年12月，广东省能源集团旗下的惠州大亚湾石化区综合能源站建设2×600兆瓦9H型燃气-10%(按体积计算3月，浙江石化燃气-SGT5-2000E氧化碳混合介质燃气轮机。GE100800GE2030GEHA100%100%燃氢的燃气轮机，在技术上是可行的。燃气机“一拖一”联合循环发电机组发电原理图1.1“十四五”1.520032013GEF/E热部件企业，具备了重型燃机的整机生产能力。50~70F20%30毫克/≥60%，绿电-绿氢-42%。四、解决跨季节长时储能问题能定位的储能技术，以实现不同时间尺度上的功率与能量平衡。（秒级到分钟级（小时级到数小时级（液流电池各类储能在放电时间和容量性能的对比图（如锂电池以氨或醇这种更方便储存的形态进行长时存储。-电”源存储领域带来新的解决方案。中国工程院对全国2060年的碳中和提出了重要的预测，全社会年用电量将达到15.7万亿千瓦时。根据近几年我国用电量的实际增长情况和对未来人工智能等新领域用电快速增长的预判，我们可以大胆设想未来的电力需求力系统长时储能的需求，亟需更为有效的储能方案解决系统的长时储能问题。（一）技术挑战与局限性86482023年日平均社会用电量252.6亿千瓦时的19%，无法满足系统对长时储能要求。（二）长时储能经济性测6.5%考虑。抽水蓄能经济性评估10010150090%6.5%考虑。电化学储能经济性评估7053010%150070%6.5%考虑。压缩空气储能经济性评估2010205%20006.5%考虑。光热电站经济性评估100100%90001000（5000小时（3000小时），2010%6.5%考虑。（5000）（3000）50100%2600元/300030002010%6.5%考虑。气电烧天然气经济性评估气电烧氢经济性评估110200060%6.5%考虑。燃料电池分布式发电经济性评估11010%300090%6.5%考虑。燃料电池分布式热电联供经济性评估121300元/1000元/千瓦时、800元/600元/1.67元/千瓦时、1.28元/千瓦时、0.98元/千瓦时、0.74元/千瓦时。3000元/1.47元/千瓦时（5000小时）、1.49元/千瓦时（利用小3000小时30000元/1.47元/千瓦时。未来预计煤电掺氨和气电掺氢的度电成本还将进一步降低，分别有望0.61元/0.63元/0.77元/千瓦时。同时氢燃料电池在氢价15000元/0.94元/千瓦时，氢热电联供的度电成本为0.62元/千瓦时，也具备较好的经济性。（）五、提供双碳目标下电力系统的可选解决方案社会用电成本的影响。（一）甘肃省实现全省火电转型简析（甘肃（统一按煤电考虑2312.6971.820731417.4万千瓦。目前，甘肃省火电利用小时数约为4500小时。2050年，2000万千瓦，经测算全省在新能源占主导的情况下，火2600202215002%20502600亿千瓦时。26001800（1:2）；2520元/2000元/千瓦、制氢+2500元/千瓦。（6.5%）30%250225亿400700万千瓦、制氢+560380用电成本上升约0.013元/千瓦时。50%400360亿6001150+900610亿元。经测算火电掺烧氨带来的全社会用电成本上升约0.021元/千瓦时。70%570520亿8501700+合成氨装置约1300万千瓦，预计设备总投资为880亿元。经测算火电掺烧氨带来的全社会用电成本上升约0.031元/千瓦时。（二）浙江省实现全省火电转型简析以典型东部省份（浙江）为例，浙江省火电（统一按煤电考虑）装机约5773万千瓦，水电装机约959万千瓦，风电装机345万千瓦，光伏装机430万千瓦，核电装机916.6万千瓦。目前，浙江省火电利用小时数约为5000小时。2050年，5000万千瓦，经测算全省在新能源占主导的情况下，火电在仅保留调节功能的情况下年利用小时数最低年利用小时数降至约2600小时。目前，浙江省的全社会用电量约5800亿千瓦时，假设以1%增长率增长，至2050年全社会用电量约为7700亿千瓦时。26001800（1:2）；2520元/2000元/千瓦、制氢+2500元/2301500万/1500公里。（6.5%）假设实现约30%的掺氨比例，经计算每年需氨量约610万吨，制氨用电量约680亿千瓦时。则制氨所需风电装机约1100万千瓦、光伏装机约2200万千瓦、制氢+合成氨装置约1700万千瓦，建设管道3条，预计设备总投资1820亿元。经测算火电掺烧氨带来的全社会用电成本上升约0.021元/千瓦时。50%100090015002900瓦、制氢+225052650亿元。经测算火电掺烧氨带来的全社会用电成本上升约0.031元/千瓦时。70%1440130021004200瓦、制氢+325073760亿元。经测算火电掺烧氨带来的全社会用电成本上升约0.044元/千瓦时。（三）新型电力系统经济性解决路径之一机组来说是新型电力系统构建的可选解决路径之一。第七解：新型能源体系的氢密码一、能源消费总量与结构发展趋势203564.5亿吨标准煤，2040年仍处于达峰前后的“平台期”64.5亿吨标准煤左右的高位。206080%2040分析，其主要结论如下。203020601.83%增长，至204043.3%，204038.6排放量（不考虑CCUS）将在2030年达到峰值、峰值为42.8亿吨。20401.5%204034.4（2030峰值为45.6亿吨。2025-20602025-2060二、新型能源体系展望快报，2023928886.7%610191283643413.9%885816.2%583336.4%。2022年，国家发改委、工信部、财政部等十部门联合发布的《关于进一步推202530%70%（之急。能源因其独特的双重属性承担起使新型电力系统与新型能源体系互通的媒介。（氨1.22612“西氢东输”9.37900万吨/年的输氢能力（相当于2.61亿吨原油的热值，约占我为年原油使用量的1/3左右），其相应总投资超过10万亿元人民币。色的能源高质量发展之路，为全球能源转型与气候治理提供新方案与新路径。2023年，国家能源局局长章建华接受采访时指出指出，新型能源体系至少具有“能源结构新、系统形态新、产业体系新、治理体系新”的“四新”特征。17.5%206080%源增量组合形式呈现多种可能。系统形态新：新型能源体系将在现有能源体系上不断升级演进和变革重塑，代信息技术、人工智能等与能源系统深度融合，数字能源产业发展壮大。置，各类市场主体创新动力和能力明显提高。新型能源体系网络图三、加快构建“源网荷储”智能协同的新型电力系统备短板、适应新型电力系统的体制机制面临改革等问题和挑战。20302045年初步建成以新能源2060年全面建成以新能源为主体的电力系统，新型电力系统基本成熟，电-氢耦合融合发展，电力系统促进氢能产业快速发展。力系统的可选解决方案。四、逐步形成“产供运用”一体化的新型油气系统（资源化利用，逐步提升绿色能源供给水平。（术路线的实施和发展，助力碳中和目标的如期实现。路”乃至全球的更大影响力和话语权。五、积极布局“电-氢-资源”耦合互为支撑的新型能源体系构建零碳电网和新型电力系统的重要手段。而基于高温固体氧化物燃料电池SOFC的燃料电池/电解槽则在提供更高能量密度的同时产生高品质余热，SOFC/SOEC500~1000400~900摄氏以新能源项目为基础，发展新能源风光制氢+氨（醇）一体化项目，打通氢、氨、醇“电-氢-能源-消费”-氢基能源-“碳中和”这一伟大愿景的实现。第八解：氢基能源规模之密一、全国用氢需求现状与预测37814000万吨/8000提升，氢能示范规模和应用场景将进一步扩大。（蓝（蓝203020402050234020109102060国的绿氢需求量稳步上升，2030年、2040年、205020602300万吨、6900万吨、9100万吨、1.2亿吨。二、工业领域氢基能源需求工业领域氢基能源需求主要集中在合成工业用氨、合成工业用甲醇、石油化工、冶金还原剂等领域，我们预测工业领域绿氢原料需求在2030年、2040年、2050年和2060年将分别达到800万吨、2100万吨、3000万吨和3850万吨。（一）合成工业用氨7029用于食品工业中。5900约束的逐步缩紧，合成氨的氢来源将大规模由绿氨替代。203020%年化工合成氨2030206020302040205020601180万吨、2870万吨、45505900210万吨、520万吨、8201060万吨。（二）合成工业用甲醇10%8000醇制备中绿氢合成甲醇的占比将稳步提升。经研判，203015%2060100%20302060甲醇合成的领域的渗透率匀速增长，综合研判下总工业绿甲醇的需求在2030年、2040年、205020601140万吨、3430万吨、5710万吨以及80002206501190万吨以及1520万吨。（三）石油化工二次加工装置配置需求的增长率。203020402050206012.5亿吨、9.5亿吨、6再生能源制绿氢。2060年我石油炼化行业的加氢需求除炼化过程中自产副产氢之外，将全部被绿氢气所替代。2030年石油炼化领域的净氢气需求（炼化自产副产氢除外）30%20602030年、2040年、20502060将分别达到，375万吨、475万吨、420250万吨。（四）冶金还原剂70%10亿吨左右，随着我国基础设施建设的基本完善，642060钢铁需求将逐步降低至2亿吨左右。术仍处于中式阶段。根据技术现状研判，2030步走向商业化阶段，204020%左右的市场渗透率，206060%2040年、20502060460万吨、6701000万吨。三、交通领域氢基能源需求交通领域氢基能源需求主要集中在公路运输、铁路及轨道交通、航空领域、航运等领域，我们预测交通领域绿氢原料需求在2030年、2040年、2050年和2060年将分别达到50万吨、1200万吨、2700万吨以及3800万吨左右。（一）公路运输纯电动汽车，氢燃料电池汽车适合固定路线、中长途干线和高载重场景。国情现状。850050%“双碳”50%。2030年20%的市场份额，2050206040%2030年、2040年、2050206028万吨、630万吨、13801880万吨左右。（二）铁路及轨道交通的预测数据。（三）航空领域C8~1565~85%队正在开展通过设计指向含芳环航煤馏分（C8~C15）为目标产物的工艺路线研究工作。350050%左右。203020%206040%12万吨、290万吨、680970万吨。（四）航运面发挥关键作用，其需求将随产能扩大和技术进步快速增加。3200式，未来随着经济的发展将有较大的增长空间，206050%以上。2025~2030年间实现商业化，2040年20%的市场份额，2050206040%假设我航运领域的能源需求匀速增长，综合研判下航运绿色甲醇的需求在2030年、2040年、2050206061万吨、1460万吨、3400万吨和4860万吨。对应的绿氢原料需求将分别达到12万吨、280万吨、650万吨以及920万吨。四、电力领域绿氢需求2030年、2040年、205020601460万吨、3540万吨、32804390万吨左右。（一）气电掺氢GE100800GE公司将零碳排放的2030年前GEHA燃气机组会具备100%的燃氢能力，100%考虑到输氢管道技术难度与成本，保守估计我国燃气发电的掺氢比例将在20%左右。2030年、2040年、205020600.49万亿度、0.57万亿度、0.600.5320301%2060202030年、2040年、20502060年将分别达到8.7万吨、73万吨、140万吨以及186万吨左右。（二）煤电掺氨2030年、2040年、205020605.84.62.52.42.5%206020%左右。2030年、20402050206080001940017400233001460万吨、3470万吨、31304200万吨。（三）燃料电池发电电池、磷酸燃料电池、熔融碳酸盐燃料电池、固体氧化物燃料电池等。较小，绿氢需求较低，目前暂不考虑相应的绿氢需求。五、建筑领域绿氢需求（空间采暖（生活热水20%建筑的分布式供能。120033%20602400年左右1%206010%。则综合2030年、2040年、20502060年将分别达到，10万吨、80万吨、150220万吨左右。六、绿氢需求预测年、2040年、205020602300万、6900万、9100亿吨。我国各领域绿氢需求预测表（单位：万吨）我国四大领域绿氢需求预测图第九解：氢能关键技术之问一、氢的制备术尚处于实验开发阶段，目前不具备大规模制氢的能力。（一）技术分析电解水制氢ALKPEMSOECAEMPEMAEM模电解水制氢项目，仍将以碱性电解水和PEM电解水技术为主；长期来看SOEC和AEM技术，具备光明的应用前景。ALK制氢技术是目前最为成熟，已大批量商业化规模使用的制1~3MPa0.8A/cm²4.0~5.0kWh/Nm³，60~80%。15~20围较窄，与可再生能源发电的适配性还有待进一步提升。PEMPEM1~4A/cm²3.8~4.8kWh/Nm³，能源效率略高于碱性电解。10%～150%（铱处于示范推广阶段。（直0%~150%（直5.0kWh/Nm³4.0kWh/Nm³20t10t。高温固体氧化物SOEC制氢技术目前处于研究验证阶段，其工作温度介于500~1000℃0.1MPa0.3~1A/cm²90%。SOCSOEC（氢气和一氧化碳的混合物SOEC技术有望被广泛SOEC证示范阶段。阴离子交换膜AEMPEM1~2A/cm²，60~80%。PEM力。AEM性能的（KOHNaHCO₃）AEMBOP辅助系统也提出了较高的要求。（二）国产化分析我国碱性电解技术38GW，以碱性电解槽为主。PEMPEM与国外存在差距。SOEC0.5~1.0A/cm²202334月下线年产能达百SOEC电堆自动化产线。718AEM电解槽的集成与基础研发工作。北京中电绿波于2023年8月发布全国首台在线运行AEM1210kWAEM电解槽，并拟搭建一期产能4GW的阴离子交换膜产线，北京申乾科技则是引进了德国EnapterAEM产品。整体来看，AEM还是一项前沿技术，其产品寿命、产氢规模等方面，离大规模商业化还有一段距离。（三）绿氢合成氨分析合成氨布朗（Braun）等公司所开发的工艺，国内早期所应用的工艺多数从国外引进，2015年起，我国合成氨行业出现过产能过剩现象，但现如今该行业又迈就是合成氨联产甲醇的流程所设计的醇烃化工艺搭配醇烃化产生的气体进行精术。-热-质”耦合的大规模电解水制氢系统的模块化集成和集群动态控制技术。（四）绿氢合成甲醇分析目前绿色甲醇产；另一种是绿电制甲醇。生物质制甲醇主要有两种途径：一是采用生物质气化-合成气的途径，二是生物质发酵制甲烷再制甲醇。80（的工艺匹配等关键技术。甲醇技术亟待解决的问题。施性和规模化的路线。COH2CO₂作为原料与反应降低了甲醇选择性，三是反应生成的水会加速催化剂的失活。CO₂CuCu于小试阶段。的大型化是今后行业发展的一个方向，研究重点在对反应器工艺的优化以提高CO₂转化率同时节能降耗。日本、德国相继建成年产100吨和500吨的甲醇试验工厂，中国科学院上海5000吨甲醇工业试验装置。2015年投资冰岛碳循环国际公司，利用地热发电制氢与捕集的二综上所述,目前甲醇主要的发展方向包括传统合成工艺的改进及新合成技术发展的趋势,以二氧化碳及生物质为原料生产甲醇的技术,好的特点,具有很好的发展前景。（四）氢能储输气态储输缩机方面，202390MPa首创“液驱+隔膜”技术方案，具备传统隔膜压缩机的保证气体绝对洁净、密封性（模块化/已在“嘉定氢能港”（苏州250MPa盖气氢和液氢储氢设备制造，202330MPa本。量。1~2%，因此长管拖车运氢适用于运输20MPa气态长管拖车运氢方式为主，350kg2030年，国2050年，50MPa1200kg。步相对较晚，受资源市场规模制约，目前还未形成大规模的氢气管道输送网络，4MPaD508mm，2015年建成的济源-106.3MPaD610mm50万吨/6.3MPaD813mm的纯氢管道处10MPaD1016mm究表明，利用华白数、燃烧势、AGA24%10%20%之间是合理的。准规范。液态储输低温液态储氢是以低温将液化氢气储存到绝热真空容器中的一种新兴储氢4000kg20MPa91随着氢能产业的发展，液氢储输是大规模长距离储输氢的重要方向之一。2024年初，中集安瑞科研制的国内首台商用液氢罐车正式下线，填补了我国在2000km定基础。效率的提升，低温液态储氢商业化进展有望加快。（美国、俄罗斯等6.3MPaD356mm~D406mm6.3MPaD457mm~D559mm。固态储输技术研发迭代。氢能科技公司“氢”“固态储氢”LVO统设计。未来我国将在吸附储氢和金属储氢的技术上进行更多的深入研究。二、氢能应用前主要应用在工业和交通领域中，在建筑、发电等领域仍然处于探索阶段。（一）交通领域-和需求正快速增长。60%提供充足的驱动电量。未来的技术攻关将集中在大容量燃料电池发动机和高压力储氢系统两大核心方向，并且氢能将加快在汽车、船舶和航空器等领域的大规模推广和应用。50.2%60%以上。C8～15100吨/有限且分布分散、收集成本较高，绿色航油未来的主要工艺方向为生物质气化-费托合成工艺，研究重点为高转化率、低成本的催化剂及多相反应器设计。（二）工业领域的热源，有效减少碳排放。尤其氢的脱碳具有显着的影响。70%氢气喷吹量存在极限值，一般认为高炉富氢还原的碳减排幅度可达10%-20%，50%以”（三）电力领域氢和燃料电池，实现由氢能向电能的转化。2022年，由国家能源集团开发的“燃煤锅炉混氨燃烧技术”40MW35%试验证，实现氨燃尽率99.99%合肥综合性国家科学中心能源研究院联合开展了火电厂掺氨技术的研发，2022202332kW排放。2022GE目标在2030年前GEHA燃气机组会具备100%NOx裂解制氢技术；八是氨燃烧火检技术。和验证中持续进步。（1分钟（100摄氏度600燃料电池已初步突破关键技术，小型产品已实现了